научная статья по теме Новые нетрадиционные подходы к разработке высокоэффективных гидрофобизаторов Геофизика

Текст научной статьи на тему «Новые нетрадиционные подходы к разработке высокоэффективных гидрофобизаторов»

УДК 622.276.6 © Д.А. Шапошников, Р.Х. Хазимуратов, Г.М. Маннапов, 2007

Новые нетрадиционные подходы к разработке высокоэффективных гидрофобизаторов

Д.А. Шапошников

(Казанский гос. технологический университет),

Р.Х. Хазимуратов, Г.М. Маннапов (ЗАО «Троицкнефть»)

последнее время все чаще наблюдается тенденция к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме добычи. Так, если в середине 50-х годов XX века доля таких нефтей составляла 30 %, то в настоящее время она достигает 70 % и продолжает повышаться [1]. Кроме того, происходит нарастающее обводнение добываемой продукции, достигающее по отдельному фонду скважин предела рентабельности эксплуатации. В этих условиях себестоимость добываемой нефти существенно увеличивается наряду с ухудшением ее качества, поскольку на поздней стадии эксплуатации добываются в основном остаточные, подвергшиеся техногенному изменению нефти, которые характеризуются повышенными содержанием смолисто-асфальтовых веществ (САВ), сернистых соединений, плотностью и вязкостью. В общем случае это отрицательно сказывается на процессе подготовки и переработки нефти. Низкое качество и высокая себестоимость нефти, добываемой на старых месторождениях, в ряде случаев ставит под вопрос рентабельность эксплуатации не только некоторых скважин, но и залежи в целом.

Одним из путей повышения рентабельности компаний, эксплуатирующих нефтяные месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, является снижение себестоимости добываемой нефти, в частности на стадии подготовки (обезвоживания). Поскольку для наиболее эффективного решения задачи необходимо бороться не с последствиями, а с причиной явления, наиболее правильным решением в данной ситуации является применение наряду с современными гидродинамическими МУН гидрофобизирующих агентов, роль которых заключается в регулировании проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) со смещением ее в области предпочтительной фильтрации нефтяной фазы по сравнению с пластовой водой.

В настоящее время известно много технологий по обработке призабойной зоны скважин с целью увеличения фазовой проницаемости ПЗП для нефти [2, 3]. Однако при применении существующих технологий либо обеспечивается высокая эффективность при очень высокой себестоимости обработки ПЗП, либо при оптимальной себестоимости эффективный период между обработками мал. Таким образом, при большом, казалось бы, ассортименте технологий обработки ПЗП трудно выделить гидрофоби-затор, сочетающий высокую эффективность с низкой себестоимостью.

Из литературы известно, что поверхностное натяжение для многих битумов практически одинаково. Полная поверхностная энергия битумов примерно такая же, как и парафиновых углеводородов, т.е. в условиях равновесия на поверхности преобладают СН3-группы, поэтому такая поверхность гидрофобна, причем водопроницаемость битума значительно

New nonconventional approaches to development highly effective water-repellent reagents

D.A. Shaposhnikov (Kazan State Technological University), R.Kh. Khazimuratov, G.M. Mannapov (Troitskneft ZAO)

The new water-repellent agent is developed at use of the colloidal-chemical approach. The heavy oil rests of processings devonian and carboniferous crude oils and also natural bitumens were used as a basis for reception of water repellent agent. The moistening ability of a substrate from heavy oil rests is investigated. The modifying additives are picked up for increase of adaptability to manufacture of water-repellent agent developed. Efficiency of water-repellent agent is shown at modelling a filtration of water and oil.

ниже, чем каучука и многих пластмасс. Исходя из этого, нами было проведено исследование тяжелых нефтяных остатков в качестве основы для получения гидрофобизатора.

В качестве объектов исследования были выбраны битум марки БНД 60/90 Елховского НПУ НГДУ «Елховнефть», фракция 440 °С и выше природного битума (ПБ) Нагорного месторождения ЗАО «Троицкнефть». Поскольку, помимо гидрофобной активности, одним из основных свойств гидрофобизаторов является устойчивость к десорбции, в качестве базовых характеристик данных продуктов, не считая смачивающей способности, были использованы температура размягчения и адгезия к минеральной части (табл. 1).

Так как САВ представляют собой природные ПАВ нефти, их адсорбция на поверхности полярной и гидрофильной породы приводит к ее гидрофобизации. В то же время остаточная фракция ПБ Нагорного месторождения и битум марки БНД 60/90 являются концентратом смолисто-асфальтовых веществ в большем или меньшем количестве масляной фазы, т.е. высококонцен-

Таблица 1

Показатели Битум БНД 60/90 Елховского НПУ Фракция 440 °С и выше ПБ Нагорного месторождения

Температура размягчения, °С 48 58

Адгезия, балл* 4 1

Пенетрация при температуре 20 °С, 0,1 мм 107,3 10

Растяжимость при температуре 20 °С, см 84,5 8,5

Краевой угол смачивания: водой 85,5 86,5

нефтью** 25,0 24,0

В случае определения адгезии лучшему образцу присваивается 1 балл, худшему - 4 балла. В качестве нефти использовалась дизельная фракция как модель неполярной жидкости.

трированной дисперсией природных ПАВ в неполярном растворителе, поэтому при их адсорбции на поверхности кварцевого стекла (модели породы коллектора) становится возможной двухслойная адсорбция. Первый слой будет состоять из САВ, ориентированных полярными группами к поверхности породы, а неполярными радикалами - в сторону объема порового пространства. Масляная часть при этом ориентируется в объеме между радикалами соседних молекул САВ и в прилежащем объеме. В то же время при неоднородной смачиваемости поверхности возможна адсорбция САВ в обратной ориентации. Поэтому инверсия смачивания может проходить не в полной мере, и на поверхности подложки могут появиться полярные микроучастки, нарушающие целостность гидрофобного покрытия. При этом результаты, представленные в табл. 1, однозначно указывают на эффективность нефтяных битумов как гидрофобизаторов для обработки ПЗП.

Необходимо отметить, что краевые углы смачивания измерялись при нормальных условиях, в то время как в пластовых условиях температура заметно отличается, достигая в условиях Татарстана 40 °С, Западной Сибири - 90-100 °С. Известно, что с увеличением температуры смачивающая способность жидкостей возрастает. Однако с учетом высокой гидрофобности тяжелых нефтяных остатков (ТНО), обусловленной химическим строением их компонентов, можно предположить, что краевой угол смачивания ТНО водой изменится незначительно и этим изменением можно пренебречь. Одним из осложнений, возникающих при добыче нефти в скважине, обработанной гидрофобизатором, является вымывание добываемой нефтью активных компонентов с поверхности породы, особенно интенсивное при высоких температурах. Это снижает полноту покрытия поверхности породы гидрофобизатором и отрицательно влияет на интенсификацию добычи нефти (увеличивается обводненность добываемой продукции).

При более подробном рассмотрении становится очевидным, что даже фракция природного битума 440 °С и выше с температурой размягчения 58 °С не отвечает требованиям товарного реагента-гидрофобизатора для обработки ПЗП, поскольку при температуре, меньшей температуры размягчения на 10 °С, ТНО переходит в вязко-пластичное состояние, характеризующееся текучестью при повышенном давлении [4]. Введение в состав ТНО полимера способствует переходу из состояния термопластичности в эластомерное состояние, отличающееся улучшенными упруго-деформационными свойствами в широком диапазоне температур. Это способствует достижению большей вязкости ТНО, а следовательно, увеличению диапазона пластовых температур, при которых модифицированный ТНО остается твердым и нетекучим. В данном случае десорбция такого ТНО с поверхности пласта должна значительно снизиться. Дополнительно следует отметить, что в составе некоторых полимеров, представляющих собой продукт чередующейся сополимериза-ции полярных и неполярных мономеров, присутствуют группы, которые по данным последних исследований [4, 5] являются про-моутерами адгезии к минеральной или иной полярной поверхности. Для увеличения теплостойкости и улучшения адгезионно-прочностных показателей в состав битума БНД 60/90 и фракции 440 °С и выше природного битума вводился полимер «Сопол-1», содержащий неполярные и полярные группы. Полимер дозировался в диапазоне массовых концентраций 0,1 - 15 %. Введение уже 0,5 % полимера способствует заметному увеличению температуры размягчения (на 5 °С) и улучшению адгезии (на 1 балл). Увеличение массовой концентрации «Сопол-1» до 10 % обеспечивает нелинейное повышение температуры размягчения фракции 440 °С и выше Нагорного месторождения на 46 °С. При

таких высоких концентрациях полимера структурный каркас исследуемой нефтяной дисперсной системы переформируется. В качестве «узлов» дополнительной решетки выступают макромолекулы полимера, плотно упакованные сольватным слоем, принадлежащим ядрам сложных структурных единиц (ССЕ), состоящие из смолисто-асфальтовых веществ, которые взаимно координируются в объеме масляной фракции (дисперсионной среды), структурированной присутствием макромолекул «Сопол-1». Увеличение массовой концентрации полимера в ТНО до 15 % способствует закономерному росту температуры размягчения исследуемого ТНО (до 115 °С), но менее выраженному, чем при меньших концентрациях. Поскольку адгезия базовой фракции уже соответствовала 1 баллу, увеличение адгезии используемым методом оценить не представлялось возможным.

При переходе к рассмотрению динамики характеристик битума БНД 60/90 при введении в них полимера «Сопол-1» становится очевидным, что меньшая базовая температура размягчения ТНО Елховского НПУ позволяет получить менее высокие температуры размягчения при модификации. Необходимо отметить схожие тенденции изменения температуры размягчения с увеличением содержания полимера в ТНО при заметном различии исходных характеристик ТНО фракции 400 °С и выше ПБ Нагорного месторождения и битума БНД 60/90 Елховского НПУ. Из-за высокой концентрации парафинов базовая адгезия битума БНД 60/90 минимальна (4 балла). Заметное

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком